Ruszył mechanizm łączenia rynków dnia następnego Flow Based Market Coupling w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Core.
Od dziś (8 czerwca 2022 r.) granice Austrii, Belgii, Chorwacji, Republiki Czeskiej, Francji, Niderlandów, Niemiec, Węgier, Luksemburga, Polski, Rumuni, Słowacji i Słowenii[1] są połączone mechanizmem Flow Based Market Coupling (FBMC) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego (Single Day-Ahead Coupling – SDAC).
Uruchomiony dziś mechanizm zwiększy bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznych przy realizacji wymiany transgranicznej oraz pozwoli na kontrolowanie i koordynację tzw. przepływów tranzytowych i umożliwi określanie zdolności przesyłowych w skali całego regionu Core, a nie tylko dla określonych stref.
To istotny krok w procesie łączenia rynków
Z biegiem lat liczba krajów przystępujących do mechanizmu łączenia rynków dnia następnego (SDAC) rośnie. To sprawia, że proces ten staje się coraz bardziej złożony, ale jednocześnie stwarza warunki umożliwiające swobodną wymianę transgraniczną energii elektrycznej. Funkcjonowanie wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej wymaga wyznaczania zdolności przesyłowych na granicach obszarów rynkowych w najbardziej efektywny sposób. W tym celu stosuje się mechanizm łączenia rynków (Market Coupling), oparty na algorytmie obliczeniowym, który dopasowuje do siebie oferty kupna i sprzedaży energii składane na giełdach w różnych krajach.
Po ponad siedmiu latach od uruchomienia mechanizmu FBMC w krajach dawnego regionu Europy Środkowo-Zachodniej (Central Western Europe dalej CWE)[2] oraz po 18 latach od rozpoczęcia integracji rynków energii elektrycznej w Europie, wkraczamy w kolejny etap łączenia rynków[3].
W ramach mechanizmu FBMC wszystkie granice CCR Core zostaną objęte procesem łączenia rynków w oparciu o metodę wyznaczania zdolności przesyłowych Flow-Based Allocation (FBA).
FBA w odróżnieniu od wcześniej stosowanych metod, w najpełniejszy sposób uwzględnia ograniczenia techniczne sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej oraz bierze pod uwagę współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych, a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym. Pomimo większej złożoności (wspólne obliczenia, wykorzystanie danych dostarczanych przez wielu operatorów systemów przesyłowych) wykorzystuje jednakowe dane stanowiące podstawę kalkulacji, określa wspólne zasady wg których kalkulacja jest przeprowadzana, jak również uwzględnia przepływy fizyczne (np. tranzyty).
Od 9 czerwca br. będą możliwe pierwsze fizyczne dostawy tak zakupionej energii.
Historia integracji rynku
- Początek integracji rynków energii elektrycznej w Europie przypada na listopad 2006 r., kiedy na giełdzie Powernext utworzono wspólny Rynek Dnia Następnego ( Day Ahead Market) dla Belgii, Holandii oraz Francji.
- Kolejnym krokiem było uwzględnienie w 2014 r. w procesie Market Coupling wszystkich państw Europy Zachodniej. Proces był oparty na alokacji dostępnych zdolności przesyłowych (ATC – Available Transfer Capacity). Price Coupling obejmuje Europę Północno-Zachodnią (kraje regionu CWE, Wielką Brytanię, kraje nordyckie i bałtyckie, dodatkowo także kraje Półwyspu Iberyjskiego. W lutym 2015 r. do mechanizmu dołączyły Włochy oraz Słowenia.
- 20 maja 2015 r. uruchomiony został mechanizm Flow-Based Market Coupling dla międzysystemowej wymiany w krajach Europy Środkowo-Zachodniej (CWE – Central Western Europe) dla Day-Ahead Market. Kolejnym etapem było uruchomienie projektu Interim Market Coupling – 17 czerwca 2021 r., dzięki któremu Polska została w pełni zintegrowana. W ramach tego projektu kraje 4M Market Coupling (4M MC, tj. Czechy, Rumunia, Słowacja i Węgry) zostały połączone z obszarem Multi-Regional Coupling (MRC[4], tj. m.in. Austria, Niemcy, Polska), poprzez wprowadzenie przydziału przepustowości w oparciu o wyznaczanie zdolności przesyłowych netto (Net Transfer Capacity, NTC) na sześciu kolejnych granicach: Polska-Niemcy, Polska-Czechy, Polska-Słowacja, Czechy-Niemcy, Czechy-Austria oraz Węgry-Austria. Oznaczało to wprowadzenie jednej wspólnej aukcji na giełdach energii elektrycznej dla uczestników rynku we wszystkich krajach objętych obszarami MRC i 4M MC w ramach SDAC.
- Metoda Available Transfer Capacity (ATC) wykorzystywana była poza granicami dawnego regionu CWE, do wyznaczenia transgranicznych zdolności przesyłowych aż do wczoraj (7 czerwca 2022 r.) W ramach tej metody w pierwszym kroku operatorzy sieci przesyłowych określali, jakie zdolności przesyłowe mogą zapewnić, a następnie na giełdach energii elektrycznej przeprowadzane były aukcje[5]. Największym ograniczeniem tej metody było uwzględnianie jedynie przepływów między dwoma strefami i pomijanie wpływu danej transakcji na przepływy w innych obszarach.
W procesie wdrożenia mechanizmu FBMC brali udział operatorzy systemów przesyłowych oraz nominowani operatorzy rynku energii elektrycznej (Nominated Electricity Market Oparator – NEMO) funkcjonujący w CCR Core w tym Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz NEMO działający w polskiej strefie cenowej tj. EPEX SPOT[6], Nord Pool EMCO[7] oraz Towarowa Giełda Energii (TGE).
W proces wdrażania zaangażowani byli również regulatorzy regionu Core oraz Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER)[8].
***
- Metoda Flow-Based Allocation (FBA) polega na wyznaczaniu zdolności przesyłowych przy uwzględnieniu współczynników rozpływu energii elektrycznej i dostępnych marginesów na krytycznych elementach sieci, co oznacza iż umożliwia ona uwzględnianie ograniczeń technicznych sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej. Przy tej metodzie brane są pod uwagę także współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych a przepływami energii elektrycznej w połączonym systemie elektroenergetycznym.
- Metoda Net Transfer Capacity (NTC) oparta jest na bilateralnym uzgadnianiu zdolności przesyłowych na granicach przez sąsiadujących operatorów sieci przesyłowych. Na podstawie uzgodnionych wielkości dostępnych mocy przesyłowych przeprowadzane są aukcje na giełdach energii elektrycznej. Metoda umożliwia obliczenie dostępnych zdolności w oparciu o maksymalną ilość energii elektrycznej, która może być przesyłana między dwoma obszarami rynkowymi bez narażania bezpieczeństwa obu systemów i z uwzględnieniem technicznych uwarunkowań dotyczących przyszłego funkcjonowania sieci.
- Metoda Available Transfer Capacity (ATC) oparta jest na zasadzie szacowania i definiowania ex ante maksymalnej wymiany energii między graniczącymi ze sobą obszarami rynkowymi. Dostępne zdolności przesyłowe ATC są miarą zdolności przesyłowych pozostałych do dyspozycji w fizycznej sieci przesyłowej na potrzeby dalszych operacji handlowych powyżej wielkości już zarezerwowanych do wykorzystania: ATC = NTC – AAC. W przypadku, gdy wielkość alokowanych zdolności przesyłowych (AAC) wynosi zero, ATC jest równe NTC.
[1] Państwa, których granice obszarów rynkowych należą do regionu wyznaczania zdolności przesyłowych tzw. Core (Capacity Calculation Region, dalej – CCR Core).
[2]Granice między Niemcami, Francją, Austrią, Belgią, Niderlandami oraz Luksemburgiem.
[3] Systemy Market Coupling (PCR i XBID) istnieją zarówno w handlu dnia następnego (Day-Ahead), jak i na rynkach dnia bieżącego (Intra-Day).
[4] Inicjatywa obejmująca 19 państw członkowskich oraz ok. 85 proc. energii elektrycznej zużywanej w UE.
[5] W polskiej strefie cenowej, dzięki wdrożeniu w dniu 9 lutego 2021 r. mechanizmu Multi – NEMO Arrangements (MNA), możliwy jest obrót energią na rynku dnia następnego na trzech giełdach EPEX SPOT, Nord Pool i Towarowej Giełdzie Energii (TGE).
[6] Giełda energii elektrycznej z siedziba w Paryżu, działająca w Austrii, Belgii, Danii, Finlandii, Francji, Niemczech, Wielkiej Brytanii, Luksemburgu, Niderlandach, Norwegii, Szwecji i Szwajcarii.
[7] Pierwsza międzynarodowa giełda energii elektrycznej. Założona została w 1993 roku. Uczestniczą w niej kraje skandynawskie.
[8] ACER (Agency for Cooperation of Energy Regulators) jest unijną agencją z siedzibą w Lublanie. Została utworzona na mocy rozporządzenia 713/2009, które wchodzi w skład tzw. trzeciego pakietu energetycznego. ACER działa od marca 2011 r. ACER posiada m. in. uprawnienia do monitorowania rynków wewnętrznych energii elektrycznej i gazu ziemnego, a w szczególności cen energii i gazu, dostępu do sieci, w tym dostępu do energii wytworzonej z odnawialnych źródeł energii.
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki
